Negative Strompreise in Deutschland: Was die Zahlen sagen
Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom im Netz ist als gebraucht wird — dann zahlst du am Großhandelsmarkt rechnerisch fürs Abnehmen. In Deutschland zählen wir 2026 bereits 416 Stunden mit negativem Börsenpreis, der Tiefstwert lag bei −500 EUR/MWh (eigene ENTSO-E-Auswertung).
Deutschland hat 2026 bis jetzt 416 Negativstunden am Day-Ahead-Markt. Der niedrigste Preis war −500 EUR/MWh. Das ist der Wert aus unserer eigenen Auswertung der ENTSO-E-Marktdaten. Der Trend ist klar steigend gegenüber den Vorjahren, weil immer mehr Solar- und Windleistung ins Netz kommt.
Negative Preise treten auf, wenn viel Wind und Sonne gleichzeitig einspeisen und die Nachfrage niedrig ist — typisch an sonnigen, windigen Feiertagen mittags. Kraftwerke, die sich nicht schnell drosseln lassen, produzieren weiter. Das Überangebot drückt den Börsenpreis unter null: Erzeuger zahlen dann dafür, dass ihr Strom abgenommen wird.
Für belastbare Zahlen schau in die amtlichen Marktdaten: SMARD.de der Bundesnetzagentur zeigt Börsenpreise und Erzeugung stundengenau. Fraunhofer ISE (energy-charts.info) und die ENTSO-E-Transparenzplattform liefern die europäischen Rohdaten. Verlass dich auf Primärquellen mit Zeitreihen, nicht auf gerundete Schlagzeilen-Zahlen.
Mit einem festen Tarif merkst du davon nichts direkt. Relevant wird es bei dynamischen Stromtarifen (du profitierst in Minusstunden) und bei PV-Anlagen: In Negativstunden gibt es für neu geförderte Anlagen keine Marktprämie mehr, wenn der Preis über eine bestimmte Dauer negativ ist. Wer einen Speicher hat, kann Minusstunden aktiv nutzen.
Verbrauch verschieben und Speicher laden, wenn der Preis unten ist. Ein Batteriespeicher lädt in den 416 günstigen Stunden und entlädt später — das ist der wirtschaftliche Hebel. Für PV-Betreiber lohnt sich zu prüfen, ob und wie die Anlage in Negativstunden abgeregelt wird, um Erlösverluste zu vermeiden.
Mit dem geplanten weiteren Ausbau von Solar und Wind ist mit mehr Negativstunden zu rechnen — das ist ein Trend, keine feste Prognose. Flexibilität wird dadurch wertvoller: Speicher, steuerbare Lasten und dynamische Tarife machen aus den Minusstunden einen Vorteil statt eines Problems.
Kurz und direkt: Im laufenden Jahr 2026 hat der deutsche Day-Ahead-Spotmarkt (EPEX) bis jetzt rund 423 Stunden mit negativem Strompreis gesehen — das ist unsere eigene Auswertung der ENTSO-E-Daten. Allein der April lieferte 123 dieser Negativstunden. Der tiefste Punkt lag bei −500 €/MWh. Eine "Negativstunde" heißt: Der Börsen-Stundenmittelwert rutscht unter 0 €/MWh, weil in dieser Stunde mehr Strom (meist aus PV und Wind) im Netz ist, als gerade gebraucht wird. Die Zahl wächst über das Jahr weiter — sie ist eine Momentaufnahme, kein Endstand.
Warum diese Stunden 2026 zählen, ist keine graue Theorie: Nach §51 EEG 2023 (i.d.F. 24.02.2025) entfällt für Anlagen in der Marktprämie ab dem Kalenderjahr 2026 die Förderung schon dann, wenn der Strompreis 2 zusammenhängende Stunden negativ ist — die Schwelle sinkt jährlich weiter ab (früher 4 Stunden). Maßgeblich ist der Stunden-Mittelwert am Day-Ahead-Spot; einzelne negative 15-Minuten-Slots zählen dafür nicht direkt. Für dich als Betreiber bedeutet das: Läuft deine PV in einer solchen Block-Phase einfach weiter, produzierst du in diesen Stunden ohne Marktprämie. Genau deshalb lohnt es, die Zahl der Negativstunden zu kennen — sie ist die Grundlage dafür, ob Abregeln oder Zwischenspeichern in diesen Fenstern wirtschaftlich sinnvoller ist.
Eine "Negativstunde" ist keine Gefühlsgröße, sondern eine Zählregel: Es ist eine Stunde, deren Day-Ahead-Preis in der Gebotszone Deutschland/Luxemburg im Stundenmittel unter 0 Euro pro Megawattstunde liegt. Nach dieser Zählweise stehen für 2026 bis zum 5. August 459 Negativstunden in unserer eigenen ENTSO-E-Auswertung, der tiefste Einzelwert lag bei minus 500 Euro pro Megawattstunde — die Untergrenze, die die Börse überhaupt zulässt. Allein der April lieferte 123 dieser Stunden, weil viel Sonne, wenig Last und Feiertage zusammenfielen. Nachzählen kannst du das selbst in drei Schritten: Day-Ahead-Preise für DE/LU aus der ENTSO-E-Transparenzplattform oder SMARD ziehen, auf Stundenmittel verdichten (die seit 2025 gehandelten 15-Minuten-Produkte zählen hier nicht einzeln), dann alle Stunden mit einem Wert kleiner null summieren. Wichtig für jeden Vergleich mit Presseartikeln: Zahlen aus dem laufenden Jahr sind immer ein Zwischenstand mit Datum, kein Jahresergebnis — nenne beim Zitieren also immer den Stichtag mit.
Für dich als Anlagenbetreiber ist die Gesamtzahl aber nicht die Zahl, die weh tut. Geld kostet dich nicht jede einzelne Negativstunde, sondern nur der zusammenhängende Block: Nach § 51 Abs. 1 EEG 2023 in der Fassung vom 24.02.2025 in Verbindung mit § 100 Abs. 46 EEG gilt für Negativpreis-Ereignisse im Kalenderjahr 2026 eine Schwelle von zwei Stunden. Sobald der Day-Ahead-Preis zwei zusammenhängende Stunden im Stundenmittel negativ ist, entfällt für die in diesem Zeitraum erzeugten Mengen die Marktprämie — die Antwort auf "trifft mich jede der Negativstunden?" lautet also klar: nein, aber die Schwelle ist 2026 niedriger als in den Vorjahren, deshalb rutschen deutlich mehr Einzelstunden in einen zählenden Block. Praktisch heißt das für dich: Zähle nicht die Negativstunden im Jahr, sondern die Stunden, die in Blöcken ab zwei Stunden liegen und in denen deine Anlage tatsächlich eingespeist hat. Diese Schnittmenge — dein eigener Erzeugungsgang gegen die Blockliste gelegt — ist die einzige Zahl, aus der sich ein Euro-Betrag ableiten lässt; alles davor ist Marktstatistik.